La escasez de lluvias y de nuevos proyectos de generación ponen a prueba la confiabilidad del sistema eléctrico en el sur del país y alertan sobre una posible crisis a partir del 2026. 
 

Para evitarla, muchos expertos aconsejan llevar lo antes posible el gas natural hacia las centrales térmicas del nodo energético del sur (Samay e Ilo). Walter Sciutto, country manager del Grupo Energía Bogotá (GEB) para el Perú, sostiene que eso se puede conseguir en solo dos años con el denominado gasoducto costero, que conectará la concesión del gas de Ica (Contugas) con Mollendo e Ilo.

Usted fue designado como country manager del Perú del Grupo Energía Bogotá para el Perú hace unas semanas, ¿qué significa esta designación, habida cuenta de que el Grupo maneja varias empresas?

GEB maneja varios activos. Tiene todas las empresas del grupo Dunas, que son Electro Dunas (distribuidora eléctrica para Ica), Perú Power Company (especializada en proyectos de eficiencia energética) y Cantalloc (que desarrolla proyectos y obras de ingeniería eléctrica). Tiene, por otro lado, a Contugas, que es la distribuidora de gas natural para Ica, y el 60% de Cálidda, en sociedad con Promigas. Y está presente también en ISA-REP (la principal transmisora eléctrica del país) con una participación del 40%.

¿Todas estas empresas que ha mencionado están ahora bajo un mismo paraguas?

Sí. Lo que el Grupo dispuso es tener un coordinador en el Perú para alinear su plan estratégico corporativo y todo lo que tiene que ver con monitorear la evolución de sus inversiones. Al mismo tiempo, nos permite contar con una vocería única para alinear las acciones de las distintas empresas del GEB, y posibilita estandarizar y homologar los procesos para generar sinergias. Esta responsabilidad me la encargaron hace un par de meses.

¿Es responsable de alinear los planteamientos en gas natural y electricidad, incluyendo la transmisión eléctrica?

En transmisión somos, solamente, socios financieros. Nosotros acompañamos a ISA en todo lo que es el seguimiento de los activos de ISA-REP, y también participamos en el Directorio, pero los gestores directos son ellos.

En lo que respecta al gas natural son varias las prioridades del Grupo. Uno es la construcción del gasoducto costero, que es una de las alternativas para llevar el gas natural al nodo energético del sur ¿Otras opciones son el gasoducto andino y el van barco de regasificación?

No. Quienes hablan de barcos de regasificación no conocen en detalle el tema. Es imposible abastecer por barco una central térmica de las características (de Samay e Ilo). Lo más eficiente, rápido y económico es el gasoducto por la costa. Hablamos de un ducto de una longitud de 630 km, que conectará Marcona (Ica) con Mollendo (Arequipa) e Ilo (Moquegua), y que no superará los 1.000 metros sobre el nivel del mar. No se trata de un diseño complejo y se puede hacer rápidamente

¿Qué tan rápidamente?

Es una obra que se puede construir en 18 meses. En 24 meses se podría tener el gasoducto costero listo. Si hay voluntad del gobierno, puede estar listo en ese tiempo. Y desde allí tenemos la facilidad de extenderlo hacia Arequipa, Moquegua y Tacna, con ramales más pequeños que interconectarán todo el sur del país con redes de gas, eliminando el transporte virtual (en camionetas cisterna).

¿Por qué es urgente construir un gasoducto hacia el sur?

La razón la estamos viendo ahora. Cada vez que hay escasez de agua o se detiene una central térmica grande, las centrales del nodo (que operan a diésel) están entrando a operar por necesidad del sistema. Y esto es una alerta de que para el 2026 o 2027 estas centrales van a necesitar despachar todos los días. Si eso sucede y no se conectan al gas, el precio spot de la energía se disparará arriba de los US$150 o US$180 por MWh, lo que podría hacer inviable al sistema eléctrico.

¿Y el gasoducto costero llegará a tiempo?

Bueno, hay que acelerar esto porque demandará dos años de construcción, del 2024 al 2026, lo cual significa que los plazos están ajustados. Y lo que es importante es que no excluye al gasoducto andino o SIT-Gas, que conectará Cusco con Mollendo e Ilo (siguiendo un recorrido parecido al del fenecido gasoducto sur peruano, cruzando sierra y selva).

¿El ducto costero no excluye la construcción del SIT-Gas? 

No lo excluye. Solo nos da ventaja de llegar más rápido al sur porque trata de una inversión mucho menor. Estamos hablando de US$1.200 millones (frente a los US$4.500 millones del SIT-Gas). El estado peruano podría dar este primer paso y posteriormente puede construir el gasoducto por la sierra, si el día de mañana lo que quiere hacer y existen los recursos para ello. Y no necesitará correr, mientras se destraba el proceso judicial (con el consorcio de Odebrecht) y se reencamina la licitación.

Y reemplazará el gasoducto virtual en el sur, que no está masificando el gas natural.

Cuando se habla de masificación definitivamente se necesitan desarrollar redes de ductos. Y la única forma de poder absorber esa inversión es generando demanda. Si no es así, los recursos financieros los tendrá que poner el Estado, a través de Fise o de Punche Perú, como lo estamos viendo hoy, lo cual no está mal para acelerar el proceso, pero no es sostenible en el tiempo.

¿La demanda la pondrían las centrales del nodo energético?

Lo único que hace es sostenible la masificación del gas es la demanda. Y el mejor ejemplo es la concesión de Cálidda (Lima). El mercado nacional consume hoy 750 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas, de los cuales el 85% o 90% se concentra en Lima. Y el 65% de eso se emplea en generación eléctrica. Esa gran demanda es la que ha ayudado a que Cálidda llegue hoy a 1.5 millones de clientes conectados.

Para que el gasoducto costero se realice hace falta, sin embargo, el visto bueno del Gobierno y del Minem. Pero este parece más interesado en él gasoducto andino.

El Minem lo ha comentado también. Lo vienen analizando como una posibilidad, porque nosotros se lo hemos planteado: no son soluciones excluyentes sino complementarias.

¿Y qué debería hacer el Minem?

Lo que debería hacer es impulsar el tema. Tiene que sentarse a trabajar en esto porque, si no se hace hoy, tendremos un impacto enorme en el sector eléctrico y perderemos la oportunidad de interconectar todo el sur a través de una opción rápida. Complementariamente a eso, tenemos la opción de implementar una planta de Gas Natural Licuado (GNL) para llegar a la sierra con este hidrocarburo. Eso ayudaría a la conversión del transporte pesado de diésel a GNL, conformando un ‘corredor azul’.

Plantas de GNL
 

¿Esa planta estaría localizada en Marcona y no en Mollendo o Ilo?

Marcona puede ser una opción debido a los accesos que allí tenemos hacia la sierra de Nazca, desde donde podemos movernos hasta Huancavelica, Cusco, Ayacucho, Apurímac y otras regiones andinas. Para que eso suceda, sin embargo, hay que poner el territorio plano en condiciones de competencia.

¿Qué es lo que falta cuadrar?

Sucede que hoy un distribuidor u otro inversor que busque instalar una planta de GNL tiene una desventaja competitiva frente a la planta de GNL de Pampa Melchorita (la más grande del país), porque esta no tiene cargo de distribución. En cambio, un distribuidor sí.

¿Esa es la razón por la que no hay más plantas de GNL en el en el país?

Es correcto, corrigiendo ese efecto se podría, por ejemplo, tener una planta de GNL en el sur y otra en el norte de Lima, por seguridad energética, porque en el caso de una falla en Melchorita, ¿cómo abastecemos de GNL a las concesiones del norte y el sur del país?

Lo cual es algo que ya ha ocurrido antes.

Lo cual ya ha pasado antes. Por eso es importante en la descentralización, pues eso da la posibilidad de expandir el gas natural a las regiones de la sierra, donde probablemente, llegar con redes de ductos no sea tan eficiente para la escasa demanda.

¿La solución de este problema regulatorio está en manos de Osinergmin?

Yo creo que es un tema más de Minnem. Osinergmin entiende esta problemática y probablemente tiene planteamientos de solución. Lo importante es que Pampa Melchorita y las demás plantas de GNL se encuentren en un mismo nivel de competencia para que se desarrollen estas inversiones

¿Cuál es el tamaño de la planta de GNL que ustedes plantean?

Analizamos diferentes alternativas, pero no necesariamente un proyecto así estaría a cargo del Grupo. Una opción puede ser una planta de 20 mmpcd, más o menos. Es una inversión que puede oscilar entre los US$60 millones y US$100 millones.

^{Por: Juan Saldarriaga (El Comercio)}